Geofizyka otworowa w dobie poszukiwañ gazu w ³upkach
– modele interpretacyjne i specyfika zastosowañ
w zagadnieniach rozpoznawania z³ó¿ gazu z ³upków
Tomasz Zorski
1, Jadwiga Jarzyna
1, Arkadiusz Derkowski
2, Jan Œrodoñ
2Well logging in the world of shale gas plays – interpre-tative models and specific applications in the shale gas research. Prz. Geol., 61: 478–488.
A b s t r a c t. The purpose of this article is to review the possibilities of using well logging in the exploration and completion of the shale gas plays. This presentation is addressed to a broad geological community. The article was divided in two parts: the first one, already published in PG, which was focused on the borehole logging tools and methods, and the current one, which deals with the construction of petrophysical models and considers some specific aspects of well-logging application in the shale gas plays. For more inquiring readers, a comprehensive list of literature is pre-sented. The construction of petrophysical models in the thin-bedded shale-sand Miocene gas formation of the Carpathian Foredeep is presented briefly as a possible predecessor of the methodology applicable in the shale gas plays based on domestic experiences. However, the application of well logging in shale gas formations, both at the evaluation and completion steps, differs in the methodo-logy in comparison to conventional and even to thin-bed formations. This specificity is also discussed, where attention is focused on the quantity and quality of organic matter and its relation to gas. Low porosity and a special kind of pore space in organic shales are considered as well.
Keywords: core data analysis, shale gas, well logging
Pierwsza czêœæ niniejszego artyku³u (Zorski i in., 2013) zawiera³a przegl¹d metod geofizyki otworowej dostêpnych na rynku œwiatowym. W szczególnoœci zwrócono uwagê na znacz¹cy jakoœciowy postêp technologiczny w tych metodach, bardzo wyraŸny w ostatnich dwóch dekadach. Powszechnie stosowane do lat 90. XX w. zestawy pomiarowe
Triple Combo (opornoœæ, gêstoœæ objêtoœciowa, porowatoœæ
neutronowa i naturalna promieniotwórczoœæ) lub Quad
Combo (dodatkowo pomiar akustyczny) sta³y siê w
nie-których przypadkach niewystarczaj¹ce. Zapotrzebowanie na nowe metody wynika³o w znacznym stopniu z systema-tycznego rozwoju poszukiwañ wêglowodorów w trudnych formacjach z³o¿owych, które dawniej by³y pomijane jako ma³o perspektywiczne. Do z³ó¿ takich zaliczano najpierw piaszczysto-ilaste utwory cienkowarstwowe, najczêœciej typu molasowego (w Polsce w utworach miocenu przedgórza Karpat), a nastêpnie z³o¿a niekonwencjonalne, do których nale¿¹ m.in. ³upki gazonoœne, wczeœniej uznawane jedynie za ska³y macierzyste, a nie zbiornikowe. Du¿a zmiennoœæ sk³adu mineralnego w takich formacjach sk³ania do wpro-wadzania metod umo¿liwiaj¹cych bezpoœredni¹ identyfi-kacjê pierwiastków. Ich zastosowanie po odpowiedniej kalibracji jest podstaw¹ do wyznaczenia sk³adu mineral-nego. Do tej grupy pomiarów zalicza siê g³ównie profilo-wania geochemiczne, wykorzystuj¹ce spektrometryczn¹ rejestracjê promieniowania gamma wzbudzanego neutro-nami. Drug¹ wa¿n¹ cech¹ formacji ³upkowych jest zmien-noœæ przestrzenna, wyra¿ona g³ównie w postaci laminacji i cienkich warstw, co z kolei sk³ania do wprowadzania
roz-wi¹zañ o jak najwy¿szej rozdzielczoœci pionowej i jedno-czesnej rejestracji sygna³ów o zmiennych zasiêgach radial-nych. Przyk³adami s¹ nowe konstrukcje sond, szczególnie do pomiarów opornoœci, których pionowa rozdzielczoœæ osi¹ga nawet 0,4 m, przy zasiêgach radialnych do 2,5 m. Wysok¹ pionow¹ rozdzielczoœci¹ (rzêdu centymetrów) cha-rakteryzuj¹ siê techniki obrazowania œcianki otworu – electric
imaging oraz acoustic imaging. Z drugiej strony rozwiniêto
wiele metod umo¿liwiaj¹cych pomiar anizotropii oœrodka – parametru kontroluj¹cego jego niejednorodnoœæ – co dotyczy zarówno metod, w których mierzy siê opornoœæ, sta³¹ dielektryczn¹, jak i tych, w których mierzy siê w³as-noœci sprê¿yste. Now¹, wprowadzon¹ do geofizyki otworo-wej w latach 90. XX w., technik¹ pomiarow¹ jest profilowa-nie z wykorzystaprofilowa-niem zjawiska magnetycznego rezonansu j¹drowego (NMR – Nuclear Magnetic Resonance). Metoda ta w Polsce by³a stosowana dotychczas g³ównie w bada-niach laboratoryjnych, podczas gdy w œwiatowej geofizyce jest ju¿ pomiarem standardowym w otworach.
Niniejsza, druga czêœæ artyku³u dotyczy wykorzystania pomiarów geofizycznych w zagadnieniach rozpoznawania z³ó¿ gazu z ³upków. Problematyka jest bardziej z³o¿ona ni¿ w przypadku z³ó¿ konwencjonalnych, dla których modele geofizyczno-geologiczne (petrofizyczne) s¹ prostsze i ³atwiej przewidywalne. W przypadku z³ó¿ gazu z ³upków warun-kiem sine qua non jest ka¿dorazowa budowa lokalnego modelu, dostosowanego do danej formacji w oparciu o sze-roki zakres badañ laboratoryjnych pozwalaj¹cych znajdo-waæ odpowiedzi poszczególnych sond geofizycznych dla
1
Wydzia³ Geologii, Geofizyki i Ochrony Œrodowiska, Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanis³awa Staszica w Krakowie, al. Mic-kiewicza 30, 30-059 Kraków; zorski@geol.agh.edu.pl, jarzyna@agh.edu.pl.
2
Oœrodek Badawczy w Krakowie, Instytut Nauk Geologicznych Polskiej Akademii Nauk, ul. Senacka 1, 31-002 Kraków; ndderkow@ cyf-kr.edu.pl, ndsrodon@cyf-kr.edu.pl.
badanych ska³. Okreœlony w ten sposób model pozwala na wybranie optymalnego zestawu sond pomiarowych i efek-tywne przeprowadzenie interpretacji pomiarów.
BUDOWA MODELI
GEOFIZYCZNO-GEOLOGICZNYCH
Pod pojêciem modelu geofizyczno-geologicznego rozu-miemy powi¹zanie w formie matematycznej (wzory anali-tyczne, zarówno determinisanali-tyczne, jak i statysanali-tyczne, czy sieci neuronowe, algorytmy genetyczne itp.) sygna³ów mie-rzonych przez sondy geofizyki otworowej z takimi para-metrami geologicznymi jak sk³ad mineralny, TOC (Total
Organic Carbon), gêstoœæ mineralogiczna, wielkoœæ
watoœci i jej charakter, nasycenie p³ynami przestrzeni poro-wej, przepuszczalnoœæ itp. Pojêcie to mo¿e byæ czasem mylone z bliskoznacznym pojêciem modelu petrofizyczne-go, przez który w Polsce rozumiemy raczej powi¹zanie mierzonych sygna³ów z parametrami odnosz¹cymi siê do w³asnoœci przestrzeni porowej. W literaturze œwiatowej zamiast modelu geofizyczno-geologicznego jest u¿ywany w³aœnie termin modelu petrofizycznego, ale rozumianego szerzej (obejmuj¹cego zarówno w³asnoœci przestrzeni poro-wej, jak i szkieletu skalnego), podczas gdy sam model geo-logiczny jest rozumiany raczej w sensie opisu struktury geologicznej i dotyczy innej fazy badañ z³o¿a. W efekcie zastosowania modelu geofizyczno-geologicznego, w zna-czeniu przyjêtym w tym artykule, zarejestrowane sygna³y geofizyki otworowej zostaj¹ przekszta³cone w przedmiot bezpoœredniego zainteresowania, czyli informacjê o w³as-noœciach zbiornikowych z uwzglêdnieniem i wczeœniej-szym okreœleniem parametrów szkieletowych.
Ró¿norodne metody geofizyki otworowej dostarczaj¹ bogatej informacji o oœrodku skalnym i czasem pozyskane dane powtarzaj¹ informacjê, podczas gdy innym razem mamy niedostatek danych z punktu widzenia oceny w³as-noœci zbiornikowych. Wiêkszoœæ powszechnie mierzonych parametrów geofizycznych ma charakter kompleksowy, czyli zale¿y od kilku w³asnoœci ska³y jednoczeœnie. Dobrymi przyk³adami s¹ gêstoœæ objêtoœciowa, czas interwa³owy fali akustycznej i porowatoœæ neutronowa. Ka¿dy wynik pomiaru jest w ich przypadku wypadkow¹ parametrów zarówno szkieletu skalnego, jak i p³ynu wype³niaj¹cego przestrzeñ porow¹ (w zale¿noœci od rodzaju wype³nienia – woda s³odka, zasolona, ropa lub gaz – maj¹ znacz¹co inne wartoœci ni¿ parametry szkieletu skalnego). Powoduje to generowanie wystarczaj¹co zró¿nicowanych odpowiedzi sond, aby uzyskiwaæ dobre oceny porowatoœci ska³ niezailo-nych. Proste modele liniowe by³y podstaw¹ tradycyjnej interpretacji geofizyki otworowej, szczególnie gdy rozpo-znawano wysokoporowate ska³y zbiornikowe zasobnych z³ó¿ wêglowodorów. Trzy niezale¿ne metody dawa³y nawet nadwy¿kê informacji, co umo¿liwia³o dodatkowo identyfika-cjê typu litologicznego czy odró¿nienie porowatoœci miêdzy-ziarnowej od szczelinowej. W latach 70. XX w. (Poupon i in., 1970) wprowadzono powszechnie techniki wykresów krzy¿owych (cross-plots), bêd¹cych form¹ graficznej pre-zentacji wzajemnych relacji miêdzy wynikami takich w³aœ-nie profilowañ jak gêstoœciowe, neutronowe czy akustycz-ne, które otrzymujemy, stosuj¹c standardowy zestaw Quad
Combo. Nadwy¿ka informacji geofizycznej mo¿e byæ, po
zastosowaniu odpowiednich procedur matematycznych,
wykorzystana do zwiêkszenia dok³adnoœci wyznaczania parametrów zbiornikowych, a tak¿e do iloœciowej oceny dok³adnoœci. Niedobór tej informacji wymaga zaœ przyjmo-wania za³o¿eñ, których podstawami s¹ dodatkowe wiadomo-œci na temat badanej formacji, wprowadzanych arbitralnie przez interpretatora, co si³¹ rzeczy musi zawieraæ nieprzewi-dywalny czynnik zale¿ny od jego wiedzy i doœwiadczenia.
Znaczna iloœæ minera³ów ilastych w skale istotnie kom-plikuje wspomniany wczeœniej prosty przyk³ad, przede wszystkim w zakresie omówionych w pierwszej czêœci artyku³u (Zorski i in., 2013) zmian opornoœci szkieletu (wzór 1 w: Zorski i in., 2013), co wp³ywa na wyznaczanie wspó³czynnika nasycenia wod¹ Sworaz na obliczanie
poro-watoœci. Charakter zailenia jest bardzo istotny przy doborze metod interpretacji profilowañ geofizyki otworowej w utwo-rach piaszczysto-ilastych. Poszerzeniu listy parametrów wzbogacaj¹cych modele o dodatkowe zmienne s³u¿¹ niektóre nowe metody, np. profilowania geochemiczne (Herron & Herron, 1990; Harvey & Lovell, 1992), umo¿liwiaj¹ce dok³adniejsz¹ ocenê sk³adu mineralnego, co jest szczegól-nie wa¿ne w przypadku utworów piaszczysto-ilastych.
W tej grupie litologicznej wystêpuje wiele ró¿nego typu formacji z³o¿owych, pocz¹wszy od wysokoporowatych, czystych piaskowców, tworz¹cych wydajne z³o¿a wêglo-wodorów, a skoñczywszy na cienkowarstwowych forma-cjach piaskowcowo-ilastych (Passey i in., 2004), którymi zainteresowano siê w latach 90. XX w. (wczeœniej z³o¿a takie by³y pomijane). Warto przypomnieæ, ¿e z punktu widzenia geofizyki otworowej przez formacjê cienkowar-stwow¹ rozumiemy kompleks zbudowany z serii warstw o mi¹¿szoœciach mniejszych ni¿ pionowa rozdzielczoœæ u¿ywanych sond. Poniewa¿ rozdzielczoœæ sond zmienia siê w zakresie od kilku do kilkudziesiêciu centymetrów, skala zniekszta³ceñ sygna³ów rejestrowanych przez poszczegól-ne sondy jest zró¿nicowana, co wymaga odpowiedniego doboru zarówno zestawu pomiarowego, jak i metod inter-pretacji. Dopiero po sprowadzeniu odpowiedzi sond do porównywalnej rozdzielczoœci mo¿na przyst¹piæ do w³aœ-ciwej interpretacji z zastosowaniem modeli geofizyczno--geologicznych, przekszta³caj¹cych sygna³y sond w parame-try zbiornikowe. Rozpoznawanie cienkowarstwowych utwo-rów piaszczysto-ilastych stanowi poœredni etap pojawiania siê nowych problemów pomiarowo-interpretacyjnych w z³o-¿ach, dla których klasyczne metody interpretacji opartych na standardowych pomiarach w zestawach Triple Combo lub Quad Combo napotyka³y trudnoœci. Problemy te zna-cz¹co narastaj¹ w przypadku z³ó¿ niekonwencjonalnych – oprócz zagadnieñ niejednorodnoœci przestrzennej (w tym cienkich warstw) pojawiaj¹ siê te¿ ca³kiem nowe kwestie.
W Polsce znane s¹ formacje cienkowarstwowe wystê-puj¹ce w utworach miocenu przedgórza Karpat. W latach 1999–2007 zespo³y polskich specjalistów pracowa³y nad wprowadzeniem do praktyki przemys³owej nowych metod pomiarów i interpretacji geofizyki otworowej tych formacji. Niektóre z tych doœwiadczeñ mog¹ byæ przydatne w szyb-szym i lepszyb-szym zrozumieniu problematyki rozpoznawania ³upków gazonoœnych metodami geofizyki otworowej (Peve-raro, 2004; WoŸnicka i in., 2007; Zorski i in., 2011). Naj-wa¿niejsze wnioski p³yn¹ce z tych prac s¹ nastêpuj¹ce:
1. Zestaw pomiarowy powinien umo¿liwiaæ wyko-nywanie profilowañ o wysokiej rozdzielczoœci pionowej (rzêdu centymetrów), aby okreœliæ skalê niejednorodnoœci
przestrzennej formacji (np. sondy do elektrycznego – XRMI – i akustycznego – CAST – obrazowania œcianki otworu).
2. Profilowania porowatoœci, j¹drowe i akustyczne, maj¹ce rozdzielczoœæ pionow¹ w przedziale 0,15–0,50 m i jednoczeœnie zasiêg radialny w zakresie 0,05–0,5 m, powin-ny byæ wykopowin-nywane i przetwarzane w ten sposób, aby uzy-skaæ ich maksymaln¹ pionow¹ rozdzielczoœæ i dok³adnoœæ – wi¹¿e siê to z koniecznoœci¹ stosowania odpowiednio gêstego kroku zapisu krzywych (w zale¿noœci od metody – 0,025 m lub 0,05 m), zachowania Ÿród³owych, niefiltro-wanych danych, a w przypadku pomiarów j¹drowych tak¿e niskich szybkoœci pomiarowych w celu obni¿enia fluktuacji statystycznych; profilowania te powinny byæ poddawane procedurom dekonwolucji (Zorski, 2002), pozwalaj¹cym regulowaæ ich pionow¹ rozdzielczoœæ z uwzglêdnieniem charakterystyk pionowych sond i dostosowanym do poziomu szumu pomiarowego. Tak przetworzone profilowania mog¹ osi¹gaæ rozdzielczoœæ pionow¹ w przedziale 0,20–0,25 m. 3. Profilowania opornoœci powinny byæ wykonywa-ne sondami wieloelementowymi wysokiej rozdzielczoœci (np. HRAI). Szczególnie przydatne mog¹ byæ te¿ sondy indukcyjne typu Triaxial, pozwalaj¹ce wydzielaæ strefy o podwy¿szonej anizotropii w³asnoœci elektrycznych. Ani-zotropiê mo¿na tak¿e oceniæ dziêki odpowiedniej, ³¹cznej interpretacji profilowañ indukcyjnych i sterowanych (Ba³a, 2011). Profilowania opornoœci czêsto maj¹ mniejsz¹ roz-dzielczoœæ pionow¹ (w najlepszym przypadku ok. 0,4 m) od mi¹¿szoœci warstw identyfikowanych w profilowaniach mierz¹cych porowatoœæ, konieczne jest zatem stosowanie dodatkowych procedur eliminuj¹cych efekty maskowania wysokich opornoœci w uk³adzie po³¹czeñ równoleg³ych wystêpuj¹cych wtedy, gdy sonda indukcyjna przecina formacjê cienkowarstwow¹ pod k¹tem prostym (Zorski, 2004, 2009). Zagadnienie to nabiera szczególnej wagi, jeœli nie dysponujemy sondami wysokiej rozdzielczoœci, zaœ problem znika, gdy zastosujemy sondê indukcyjn¹ typu
Triaxial, mierz¹c¹ opornoœæ zarówno równolegle, jak i
pro-stopadle do uwarstwienia.
4. Modele geofizyczno-geologiczne powinny byæ budo-wane przez geofizyków wspó³pracuj¹cych z mineralogami i petrofizykami, na podstawie wyników specjalnej
meto-dyki badañ laboratoryjnych, obejmuj¹cej odpowiedni
sposób poboru rdzeni, ich przygotowania i rozdzielenia miêdzy laboratoria (Zalewska & Kowalska, 2004). Zakres tych badañ powinien obejmowaæ precyzyjne i ró¿norodne analizy sk³adu chemicznego, sk³adu mineralnego i w³asnoœci petrofizycznych (Ciechanowska & Zalewska, 2004a, b). Wyniki tych analiz nale¿y nastêpnie poddaæ odpowiednim procedurom pozwalaj¹cym wyliczyæ odpowiedzi sond geo-fizycznych dla szkieletu ska³y, a tak¿e dla poszczególnych buduj¹cych go minera³ów (np. program BESTMIN – patrz Œrodoñ i in., 2006; Œrodoñ & Kawiak, 2012). Tak opraco-wany zestaw danych stanowi podstawê budowy modeli wi¹¿¹cych odpowiedzi sond z niezbêdnymi parametrami petrofizycznymi i ze sk³adem mineralnym. Przez odpowie-dzi sond geofizycznych nale¿y rozumieæ takie parametry kompleksowe szkieletu skalnego jak gêstoœæ mineralogiczna rma, porowatoœæ neutronowa, któr¹ dla pomiarów z u¿yciem
neutronów nadtermicznych mo¿emy uto¿samiaæ z obecno-œci¹ wodoru (przeliczan¹ na zawartoœæ wody), przekrój czynny absorpcji neutronów termicznychSma, indeks
absorp-cji fotoelektrycznej Pe, promieniotwórczoœæ ca³kowita GRma
w jednostkach API i czas interwa³owy fali akustycznej DTma. W przypadku spektrometrycznych sond j¹drowych
(sPNG, sPG), dostarczaj¹cych informacji o koncentracji ró¿nych pierwiastków w szkielecie skalnym, ich odpowie-dzi dla próbek znamy oczywiœcie bezpoœrednio z analiz chemicznych.
5. Procedury obliczeniowe modelu
geofizyczno-geolo-gicznego powinny wykorzystywaæ odpowiednie techniki
matematyczne, wœród nich klasyczn¹ statystyczn¹ analizê regresyjn¹ i czynnikow¹, sieci neuronowe czy algorytmy genetyczne. Dotychczasowe doœwiadczenia potwierdzi³y skutecznoœæ, a tak¿e pogl¹dowoœæ klasycznego aparatu statystycznego (Mystkowski i in., 2004).
6. Szczególn¹ rolê odgrywa analiza jakoœciowa i
iloœcio-wa minera³ów ilastych, których iloœæ i rodzaj znacz¹co
wp³ywaj¹ na wskazania wielu sond geofizycznych, tak z uwagi na sk³ad pierwiastków g³ównych (np. potasu) i œla-dowych (np. bor wi¹zany selektywnie w illicie), jak i ze wzglêdu na ogromn¹ powierzchniê w³aœciw¹ tych mine-ra³ów. Powierzchnia w³aœciwa jest zwi¹zana z np. prze-wodnoœci¹ elektryczn¹ kationów wymiennych i objêtoœci¹ wody zwi¹zanej. G³ówne grupy minera³ów ilastych (kaoli-nit, chloryt, illit + smektyt) od kilkunastu lat s¹ z du¿¹ dok³adnoœci¹ oznaczane rentgenograficznie przez niektóre laboratoria, co dokumentuj¹ wyniki miêdzynarodowych konkursów z tej dziedziny (Reynolds Cup: np. Omotoso i in., 2006). Z punktu widzenia zastosowañ geofizycznych szczególnie wa¿na jest kwantyfikacja zawartoœci pakietów pêczniej¹cych w powszechnie wystêpuj¹cych minera³ach mieszanopakietowych typu illitu–smektytu, która w wiêk-szoœci przypadków jest mo¿liwa dziêki kombinacji pomia-rów rentgenograficznych, pojemnoœci wymiany kationo-wej (CEC) i zawartoœci potasu (K2O) (Œrodoñ, 2009;
Œrodoñ & Kawiak, 2012). Pierwsze wyniki takich badañ iloœciowych ³upków sylurskich z po³udniowo-zachodniego sk³onu kratonu wschodnioeuropejskiego s¹ ju¿ dostêpne (Œrodoñ i in., 2013).
Budowa wiarygodnego modelu geofizyczno-geologicz-nego ma podwójne znaczenie. Po pierwsze umo¿liwia wy-znaczenie podstawowych parametrów szkieletu skalnego, dziêki czemu obni¿a niepewnoœæ modelowania porowa-toœci i typu wype³niaj¹cego p³ynu, podnosz¹c tym samym na maksymalnie wysoki mo¿liwy poziom dok³adnoœæ inter-pretacji geofizyki otworowej pod k¹tem wyznaczanych parametrów z³o¿owych. Po drugie pozwala dobraæ opty-malny pod wzglêdem mo¿liwoœci technicznych i kosztów zestaw pomiarowy. W celu zilustrowania wp³ywu doboru optymalnego zestawu pomiarowego na wyniki interpretacji porównano dwie zale¿noœci regresji wielokrotnej s³u¿¹ce doborowi parametrów geofizycznych do wyznaczenia wskaŸ-nika CEC (ryc. 1), kluczowej wartoœci w elektrycznym modelu Waxmana-Smitsa (wzór 1 w: Zorski i in., 2013). W obu przypadkach wspó³czynniki korelacji R2s¹ wysokie i zbli¿one do siebie. Do zastosowania praktycznego reko-mendowana jest jednak zale¿noœæ bez indeksu Pe (ryc. 1A), którego pomiar geofizyczny nie gwarantuje wysokiej wiarygodnoœci w utworach o niskim stopniu kompakcji (np. w utworach mioceñskich zapadliska przedkarpackiego) ze wzglêdu na zak³ócaj¹cy wp³yw strefy przyotworowej. W otrzymanych zale¿noœciach regresyjnych najistotniejsz¹ rolê odgrywa SigMa (Sma) – parametr neutronowy
wystêpuj¹cym w badanej formacji (Zorski i in., 2011). Parametr ten jest zatem konkurencyjnym i niezale¿nym w stosunku do naturalnej promieniotwórczoœci wskaŸni-kiem CEC, a tak¿e wskaŸniwskaŸni-kiem zailenia ska³ piaszczysto--ilastych, w których illit lub illit–smektyt s¹ dominuj¹cymi minera³ami ilastymi, zawieraj¹cymi bor. Przy konstrukcji modelu pe³ny zestaw badañ laboratoryjnych i mo¿liwie ró¿norodne pomiary geofizyczne powinny byæ wykonane w pocz¹tkowej fazie rozpoznania formacji (Quirein i in.,
2010). Nastêpne fazy badañ mog¹ byæ znacz¹co zreduko-wane i nastawione na sprawdzenie, czy formacja spe³nia warunki za³o¿onej spójnoœci z modelem.
Wykres krzy¿owy (gêstoœciowo-neutronowy) (ryc. 2) dla piaszczysto-ilastej formacji mioceñskiej przedgórza Kar-pat, opracowany na podstawie wyników badañ laboratoryj-nych rdzeni, s³u¿y jednoczesnemu wyznaczaniu porowatoœci i zailenia z profilowania gêstoœciowego i neutronowego, rejestruj¹cego neutrony nadtermiczne. Precyzyjne okreœlenie po³o¿enia punktów i³u (suchego i mokrego) na wykresie znacz¹co podnosi dok³adnoœæ wyznaczanych parametrów (La Vigne i in., 1994) w porównaniu z powszechnie stoso-wan¹ w interpretacji praktyk¹, w której wspó³rzêdne tych punktów s¹ dobierane arbitralnie przez interpretatora. Mo¿-liwe jest tak¿e rozró¿nienie porowatoœci efektywnej i ogól-nej (ryc. 3 w: Zorski i in., 2013) przez odpowiedni dobór punktów i³u. Podstaw¹ siatki do wyznaczania porowatoœci i zailenia widocznej na rycinie 2 jest punkt i³u mokrego, co prowadzi do wyliczenia porowatoœci efektywnej.
SPECYFIKA ZASTOSOWAÑ GEOFIZYKI OTWOROWEJ W POSZUKIWANIACH GAZU Z £UPKÓW
Podstawowym warunkiem wystêpowania z³ó¿ gazu z ³upków (Passey i in., 2010) jest obecnoœæ ³upków o wiedniej zawartoœci substancji organicznej TOC i odpo-wiednim stopniu jej dojrza³oœci termicznej LOM (Level
of Organic Maturity). LOM jest parametrem okreœlaj¹cym
dojrza³oœæ termiczn¹ substancji organicznej wyznaczan¹ na drodze ró¿nego rodzaju analiz laboratoryjnych, do których zalicza siê m.in. okreœlenie refleksyjnoœci witrynitu Ro. Wstêpne rozeznanie daje ogólna charakterystyka struktu-ralna, litostratygraficzna i sedymentologiczna badanego
R2= 0,9682 0 5 10 15 20 0 5 10 15 20 25
CEC = 0,5024 × SigMa + 0,0911 × GRAPI + + 6,4247 × 23,7701
CEC [mval/100g], SigMa [cu], GR [API], [b/e] Pe – Pe 25 R2= 0,9637 0 5 10 15 20 25 0 5 10 15 20 25 CEC wg regresji wielokrotnej [mval/100g] Regression CEC [mval/100g]
CEC wg analiz laboratoryjnych [mval/100g]
Laboratory CEC [mval/100g]
CEC = 0,7394 × SigMa + 0,0847 × GRAPI – 11,9033 CEC [mval/100g], SigMa [cu], GR [API]
A B CEC wg regresji wielokrotnej [mval/100g] Regression CEC [mval/100g]
CEC wg analiz laboratoryjnych [mval/100g]
Laboratory CEC [mval/100g]
Ryc. 1. Zale¿noœci regresyjne s³u¿¹ce wyznaczaniu wskaŸnika CEC z pomiarów geofizycznych w formacji mioceñskiej przedgórza Karpat (Zorski i in., 2011)
Fig. 1. Regression relationships for the CEC determination from well logs in the Miocene formation of the Carpathian Foredeep (Zorski et al., 2011) 1,0 1,4 1,8 2,2 2,6 3,0 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 gêstoœæ objêtoœciowa [g/cm ] 3 bulk density [g/cm ] 3 porowatoœæ neutronowa [–] – neutron porosity [ ]
punkt mokrego i³u
wet clay point
punkt suchego i³u
dry clay point
punkt kwarcu quartz point punkt wody water point POROWATOŒÆ POROSITY 40% 60% 80% 33% 66% I£ CLAY 20%
Ryc. 2. Wykres krzy¿owy gêstoœciowo-neutronowy dla piaszczysto--ilastej formacji mioceñskiej przedgórza Karpat opracowany na podstawie badañ laboratoryjnych rdzeni (Zorski i in., 2011) Fig. 2. Density-neutron cross-plot for the sandy-shale Miocene formation prepared on the basis of laboratory results from cores (Zorski et al., 2011)
basenu (Abouelresh & Slatt, 2012). W tym zakresie geofi-zyka otworowa ma ugruntowan¹ pozycjê jako wa¿ne uzupe³-nienie sejsmiki. Szczególnego podejœcia wymaga w³aœnie ocena substancji organicznej.
Rozwa¿aj¹c w³asnoœci zbiornikowe ³upków zawiera-j¹cych gaz, nale¿y zwróciæ uwagê na nastêpuj¹ce cechy:
– ³upki to specyficzne ska³y zbiornikowe, które jedno-czeœnie s¹ ska³ami macierzystymi i zbiornikowymi, dlatego
iloœæ i jakoœæ zawartej w nich substancji organicznej s¹ najwa¿niejszymi parametrami z³o¿owymi;
– wielkoœæ porowatoœci w ³upkach nie przekracza na ogó³ kilku procent, zaœ przestrzenie porowe maj¹ najczêœ-ciej bardzo ma³e rozmiary, od poni¿ej 1 nm do kilkuset nanometrów;
– przestrzeñ porowa jest nasycona wolnym gazem i
równoczeœnie gaz wystêpuje w postaci zaadsorbowanej prawdopodobnie w substancji organicznej;
– przepuszczalnoœæ pierwotna ³upków jest bardzo niska (nawet rzêdu u³amka nanodarcy);
– ³atwoœæ udostêpnienia, czyli g³ównie podatnoœæ ska³y na proces szczelinowania, jest równie wa¿nym parame-trem jak pozosta³e, wskazane wczeœniej.
Wymienione parametry mog¹ byæ w pe³ni okreœlone przy u¿yciu odpowiednio dobranego zestawu badañ labora-toryjnych rdzeni, których rola, szczególnie w pocz¹tkowym etapie rozpoznania z³o¿a, jest dominuj¹ca. Geofizyka otwo-rowa w tej fazie ma charakter uzupe³niaj¹cy, ale w miarê rozpoznawania charakteru ska³y, umo¿liwiaj¹cego zbudo-wanie wiarygodnego modelu geofizyczno-geologicznego, jej udzia³ wzrasta, co pozwala na zmniejszenie iloœci pobie-ranego rdzenia i obni¿enie kosztu wierceñ.
Podstawowym Ÿród³em trudnoœci przy stosowaniu metod geofizyki otworowej w rozpoznaniu ska³y jest skompliko-wany charakter przestrzeni porowej. Doœwiadczenie zdo-byte w trakcie poszukiwañ konwencjonalnych z³ó¿ wêglo-wodorów zazwyczaj nie jest adekwatne w przypadku oceny z³ó¿ niekonwencjonalnych. W klasycznym modelu ska³y piaszczysto-ilastej przedstawionym w pierwszej czêœci arty-ku³u (ryc. 1 w: Zorski i in., 2013) przestrzenie miêdzyziar-nowe s¹ jedynymi elementami przestrzeni porowej. W ska-³ach ³upkowych zwiêksza siê udzia³ sk³adnika ilastego, który stanowi kilkadziesi¹t procent objêtoœci ska³y. Ponadto materia organiczna, któr¹ w z³o¿ach konwencjonalnych s¹ wêglowodory wype³niaj¹ce przestrzeñ porow¹, w ³upkach gazonoœnych jest substancj¹ w fazie sta³ej bêd¹c¹ czêœci¹ szkieletu ziarnowego ska³y (kerogen, bituminit). Zarówno w obrêbie minera³ów ilastych i miêdzy minera³ami ilasty-mi a szkieletem nieilastym (wêglany, skalenie, kwarc), jak i w obrêbie materii organicznej rozwija siê kluczowa ze wzglêdu na w³asnoœci zbiornikowe porowatoœæ innego typu, która w konwencjonalnych z³o¿ach wêglowodorów nie wystêpuje. Rzecz sprowadza siê w pierwszej kolejnoœci do rozmiaru porów, nastêpnie do ich lokalizacji. Ostatnio opubli-kowane prace, oparte na nowoczesnych technikach laborato-ryjnych, opisuj¹ te zagadnienia z perspektywy wczeœniej-szych doœwiadczeñ (Slatt & O’Brien, 2011; Chalmers i in., 2012; Loucks i in., 2012) dla g³ównych z³ó¿ gazu z ³upków w Ameryce Pó³nocnej. Pierwsze tego typu badania wyko-nano te¿ ostatnio w Polsce dla ³upków sylurskich (Such, 2012). Wielkoœæ porów, w których zachodz¹ gazowe proce-sy w ³upkach, waha siê od dziesi¹tych czêœci nanometra do setek nanometrów, a ich lokalizacja obejmuje przestrzenie
miêdzyziarnowe (interparticle pores), wewn¹trzziarnowe (intraparticle pores) i pory materii organicznej
(organic--matter pores) zale¿ne w znacznym stopniu od zawartoœci
TOC i LOM. Rozmiar porów w tradycyjnych ska³ach zbior-nikowych wynosi powy¿ej 100 nm, a same pory znajduj¹ siê g³ównie w przestrzeni miêdzyziarnowej. Do laboratoryj-nych iloœciowych badañ rozk³adu wielkoœci porów (PSD –
Pore Size Distribution) stosuje siê metody
porozymetrycz-ne, szczególnie niskociœnieniow¹ metodê z u¿yciem azotu i dwutlenku wêgla (Chalmers i in., 2012; Dar³ak i in., 2012), które umo¿liwiaj¹ pomiary w przedziale 0,3–200 nm i jednoczeœnie s³u¿¹ do badania w³asnoœci adsorpcyjnych ska³y. Wysokociœnieniowa porozymetria rtêciowa, stano-wi¹ca powszechn¹ metodê badañ z³ó¿ klasycznych, stoso-wana jest na ogó³ równolegle, ale minimalna œrednica porów wynosz¹ca w najlepszym przypadku 4 nm jest nie-wystarczaj¹ca dla wiêkszoœci ³upków. Podstaw¹ pe³nego zrozumienia charakteru przestrzeni porowej s¹ obrazowa-nia skaningow¹ mikroskopi¹ elektronow¹ nowej generacji z polerowaniem jonowym (ion milling), pozwalaj¹ce uzy-skiwaæ obrazy 2D i 3D z rozdzielczoœci¹ rzêdu nanome-trów, z mo¿liwoœci¹ identyfikacji po³¹czeñ miêdzyporowych i okreœlenia rozk³adu œrednic porów. Wprowadzono wiele nowych metod, opisanych w literaturze (Chalmers i in., 2012; Curtis i in., 2012), które pozwalaj¹ na wszechstronny opis przestrzeni skalnej. Dodatkow¹ komplikacjê stanowi¹ szczeliny naturalne i sztuczne tworz¹ce niezale¿ne syste-my porowatoœci szczelinowej (Clarkson i in., 2011) Udzia³ tego typu porowatoœci w ³upkowej czêœci ska³y nie jest osobno uwzglêdniany w tradycyjnych modelach opornoœcio-wych opisywanych np. wzorami Archie’go czy Waxmana--Smitsa (wzór 1 w: Zorski i in., 2013) (Modica & Lapierre, 2012) i pozostaje wyzwaniem badawczym.
Poszukiwania ³upków gazonoœnych z u¿yciem geofi-zyki otworowej prowadzi siê od pocz¹tku lat 90. XX w., czyli od czasu, gdy by³y dostêpne g³ównie standardowe zestawy pomiarowe Triple Combo i Quad Combo (Cluff & Miller, 2010), a wiêc takie, jakimi dzisiaj dysponuj¹ pol-skie przedsiêbiorstwa geofizyczne. Dla takiego w³aœnie standardu pomiarowego opracowano pierwsze metody oceny z³ó¿ gazu z ³upków oparte na geofizyce otworowej i pomimo pojawiania siê coraz nowszych metod ten zestaw mo¿e nadal stanowiæ istotne Ÿród³o informacji (Holmes i in., 2011). Zakres stosowanych metod geofizyki otworo-wej musi wynikaæ ze starannej analizy danych, którymi dysponujemy, celu, który sobie stawiamy, i strategii inter-pretacji danych pomiarowych (Cluff, 2011).
Ocena wartoœci TOC przy u¿yciu geofizyki otworo-wej jest mo¿liwa dziêki kilku specyficznym w³asnoœciom
substancji organicznej w postaci kerogenu lub bituminitu, do których nale¿¹ wysoka opornoœæ, niska gêstoœæ, wysoki czas interwa³owy fali akustycznej, a czasem wysoka porowa-toœæ neutronowa. Dodatkowo substancja organiczna mo¿e wykazywaæ wysok¹ promieniotwórczoœæ, spowodowan¹ obecnoœci¹ uranu, dla którego korzystne warunki wytr¹ca-nia powstaj¹ wówczas, gdy pierwotna substancja organicz-na przekszta³ca siê w kerogen przy odpowiednich parame-trach geochemicznych (pH i Eh). Oprócz podwy¿szonych koncentracji uranu, mierzonych spektrometrycznym profi-lowaniem gamma (sPG), wskaŸnikiem TOC mog¹ byæ zatem tak¿e podwy¿szone wartoœci ca³kowitej promienio-twórczoœci (PG) w stosunku do oczekiwañ wynikaj¹cych
z niezale¿nie okreœlonego zailenia ska³y, np. na podstawie neutronowego parametruSmaczy profilowania
geochemicz-nego. Do iloœciowej, choæ czêsto przybli¿onej oceny TOC, jeœli znany jest poziom dojrza³oœci termicznej, wykorzy-stuje siê wprowadzone do u¿ycia przez Passeya (Passey i in., 1990, 2010; Bowman, 2010) zale¿noœci miêdzy opor-noœci¹ ³upków, TOC i LOM, przedstawione na rycinie 3, gdzie opornoœæ R jest odwrotnoœci¹ przewodnoœci Ct(patrz
wzór 1 w: Zorski i in., 2013). Wystêpuj¹ca na tym wykresie zmiennaDlog R jest logarytmem stosunku (czyli ró¿nic¹ logarytmów) opornoœci w warstwie ³upku zawieraj¹cego substancjê organiczn¹ do opornoœci tego ³upku bez sub-stancji organicznej. Zestawienie korelacyjne (cross-plot) log R z wskazaniami jednej z sond porowatoœciowych (gêstoœciowej, akustycznej lub neutronowej) w interwa³ach, w których nie ma znacz¹cej iloœci substancji organicznej (dla niskiej opornoœci), pozwala przeliczyæ sygna³ sondy porowatoœciowej (np. dla profilowania akustycznegoDT) na log R. Przeliczenie takie, gdy odpowiada interwa³om o podniesionej iloœci substancji organicznej, daje rozejœcie krzywych pomierzonej i obliczonej, co umo¿liwia wyzna-czenieDlog R. Dok³adniejsze omówienie tej problematyki znajduje siê w pracy Dudek i Stadtmüllera (2010). Przy-k³ady interpretacji archiwalnych materia³ów geofizyki otworowej z rejonu Ba³tyku zosta³y opisane w pracy Kie³ta (2011). Substancja organiczna nie zawsze musi jednoznacz-nie podnosiæ opornoœæ; jednoznacz-niestety, te same warunki geologicz-ne, które prowadz¹ do powstawania nagromadzeñ materii organicznej, sprzyjaj¹ jednoczeœnie krystalizacji pirytu – minera³u o wysokiej przewodnoœci elektrycznej (Kennedy, 2004). W zale¿noœci od u³o¿enia kryszta³ów, zwi¹zanego z procesami sedymentacyjnymi i postsedymentacyjnymi, piryt mo¿e, ale nie musi przyczyniaæ siê do gwa³townego zwiêkszenia przewodnoœci ca³ej ska³y. W przypadku opra-cowania prawid³owego modelu w oparciu o dane chemicz-ne i michemicz-neralogiczchemicz-ne z rdzeni opisana w poprzedniej czêœci
artyku³u (Zorski i in., 2013) sonda Litho Scanner (Radtke i in., 2012) mo¿e pos³u¿yæ do bezpoœredniego iloœciowego obliczenia TOC, dziêki wyznaczeniu szerokiego spektrum pierwiastków, w tym wêgla – dotyczy to tak¿e sondy FLeX firmy Baker Huges (Ferguson i in., 2008).
Wyznaczenie ma³ych wartoœci porowatoœciF
meto-dami geofizyki otworowej jest silnie zale¿ne od
dok³ad-noœci pomierzonych wartoœci rb (gêstoœæ objêtoœciowa),
rma(gêstoœæ szkieletu) irf(gêstoœæ p³ynu wype³niaj¹cego
przestrzeñ porow¹) zastosowanych do jej obliczania wed³ug wzoru (wzór 2a w: Zorski i in., 2013). Roœnie zatem znacze-nie znacze-nie tylko pomiarurb, ale tak¿erma, mo¿liwej do
wyzna-czenia na podstawie sk³adu mineralnego szkieletu. Przy takiej samej dok³adnoœci wyznaczania gêstoœci b³¹d wzglêd-ny wyliczenia porowatoœci przy jej wartoœci 5% roœnie kil-kukrotnie w stosunku do porowatoœci na poziomie 20%. Oddzielnym, znacznie powa¿niejszym problemem ni¿ w przypadku z³ó¿ konwencjonalnych jest potencjalna roz-bie¿noœæ miêdzy porowatoœci¹ ca³kowit¹ (ogóln¹), wyzna-czan¹ na podstawie gêstoœci objêtoœciowej i mineralogicz-nej, a porowatoœci¹ dynamiczn¹ (efektywn¹), odpowie-dzialn¹ za przep³yw wêglowodorów i wód.
Im mniejsza porowatoœæ ska³y z³o¿owej, tym wiêksze znaczenie ma zrozumienie specyfiki pomiaru porowatoœci oraz obliczeñ porowatoœci efektywnej i iloœci wody zaad-sorbowanej. W przypadku ³upków gazonoœnych, w których porowatoœæ ca³kowita waha siê od 2% do 10%, a zawartoœæ minera³ów ilastych przekracza 40%, iloœæ zaadsorbowanej wody mo¿e byæ tak du¿a, ¿e wype³nia ona ca³oœæ systemu porowego (np. Sato i in., 1992). Porowatoœæ zamkniêta lub kapilarna, tradycyjnie uwa¿ana za nieefektywn¹, mo¿e byæ w rzeczywistoœci wype³niona wolnym gazem. B³¹d pomiaru porowatoœci, akceptowalny w wysokoporowatych ska³ach zbiornikowych, jest nie do przyjêcia w ska³ach niskoporo-watych, poniewa¿ mo¿e obejmowaæ du¿¹ czêœæ oblicza-nej porowatoœci. Grupy OH zawarte w minera³ach ilas-tych mog¹ byæ b³êdnie interpretowane jako „porowatoœæ” z pomiarów neutronowych (NPHI), a materia organiczna w postaci sta³ej (bituminit, kerogen) mo¿e byæ mylnie trak-towana w podobny sposób co ciek³e wêglowodory. W ska-³ach bogatych w materiê organiczn¹ (³upki gazonoœne i bitumiczne) materia ta stanowi czêœæ szkieletu ziarnowego, podobnie jak minera³y. Niska gêstoœæ w³aœciwa materii organicznej jest g³ównym czynnikiem wp³ywaj¹cym na gêstoœæ objêtoœciow¹ ska³ o niskiej porowatoœci, np. ³upków gazonoœnych.
Z podanych informacji jasno wynika, ¿e dla ³upków gazonoœnych kluczow¹ rolê w wyznaczaniu porowatoœci odgrywa iloœciowe okreœlenie sk³adu szkieletu skalnego (minera³y + substancja organiczna) umo¿liwiaj¹ce precy-zyjne wyliczenie jego gêstoœci. W warunkach z³o¿onego sk³adu mineralnego wymaga to u¿ycia profilowania geoche-micznego (Quirein i in., 2010), dziêki któremu uzyskuje siê informacje o koncentracjach kilku wa¿nych pierwiastków (Si, Ca, Fe, S, Al, K i inne), i spektrometrii naturalnej pro-mieniotwórczoœci sPG, gdzie K i Th mog¹ byæ u¿yte do identyfikacji minera³ów ilastych, a U do wyznaczenia TOC. Stosuj¹c sPG, trzeba braæ pod uwagê mo¿liwy destrukcyj-ny wp³yw fluktuacji statystyczdestrukcyj-nych, szczególnie k³opotli-wych w oœrodkach cienkowarstwok³opotli-wych. Z kolei dok³ad-noœæ wyznaczania koncentracji pierwiastków w profilowa-niach geochemicznych te¿ mo¿e byæ obci¹¿ona b³êdami 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 TOC [%]
Ryc. 3. Zale¿noœæ TOC od ró¿nicy logarytmu opornoœci (logarytm stosunku opornoœci) dla ³upków zawieraj¹cych substancjê orga-niczn¹ i od niej wolnych. Parametr prostych – LOM (na podstawie Passeya i in., 1990, zmienione)
Fig. 3. TOC as a function of the difference of the resistivity logarithm (log of resistivity ratio) for shales rich and poor in organic matter. Parameter of the lines – LOM (after Passey et al., 1990, modified)
wynikaj¹cymi z wzajemnego oddzia³ywania na siebie widm poszczególnych pierwiastków, co szczególnie zaznacza siê w przypadku pierwiastków o niskich koncentracjach (np. Ti, Fe, Mn, Gd). Przy braku tego typu profilowañ mo¿liwe jest tak¿e – wymagaj¹ce wiêkszego doœwiadczenia interpretacyjnego – u¿ycie technik wykresów krzy¿owych (Holmes i in., 2011) dla standardowego zestawu pomiaro-wego (Triple Combo). Dodatkowych korzyœci mo¿emy oczekiwaæ, jeœli zastosujemy profilowania NMR (LeCompte i in., 2008) czy skaner dielektryczny (Hizem i in., 2008), wprowadzaj¹ce inne zjawiska fizyczne obrazuj¹ce prze-strzeñ porow¹.
Finalnym zadaniem w ocenie zasobnoœci ³upkowego z³o¿a gazu jest okreœlenie iloœci tzw. gazu w miejscu
(GIP –Gas In Place). Jest to sumaryczna iloœæ gazu, któr¹
mo¿na wydobyæ ze z³o¿a w czasie jego eksploatacji. Wiel-koœæ ta jest sum¹ wolnego gazu wype³niaj¹cego przestrzeñ porow¹ ³upków i gazu zaadsorbowanego na powierzchni substancji organicznej, który uwalnia siê w miarê spadku ciœnienia w z³o¿u. O ile iloœæ gazu wolnego mo¿e byæ okre-œlona tradycyjnymi metodami geofizyki otworowej (Hol-mes i in., 2011), o tyle iloœæ gazu zaadsorbowanego mo¿na ustaliæ dopiero po laboratoryjnym zbadaniu w³asnoœci sorp-cyjnych ska³y (Levis i in., 2004; Boyer i in., 2006), wyzna-czanych w funkcji temperatury i ciœnienia. Okreœlana jest wówczas zale¿noœæ funkcyjna wi¹¿¹ca TOC z gazem zaad-sorbowanym. Nale¿y tu odnotowaæ nowy problem zwi¹zany z coraz lepszym, opisanym wczeœniej, zrozumieniem cha-rakteru przestrzeni nanoporowej, stanowi¹cej dla wielu przebadanych z³ó¿ gazu z ³upków podstawow¹ przestrzeñ kumulacji gazu, z którego wynikaj¹ w¹tpliwoœci co do poprawnoœci rozpowszechnionego u¿ywania próbek zmie-lonych do okreœlania w³asnoœci sorbcyjnych i porowatoœci dostêpnej dla wolnego gazu. W nowo proponowanej meto-dyce (Sigal i in., 2012) zak³ada siê koniecznoœæ u¿ywania do tego celu ca³ych rdzeników, w których s¹ zachowane m.in. pêkniêcia wynikaj¹ce ze zmian ciœnienia. Pomiary te wykonuje siê przy u¿yciu aparatury umo¿liwiaj¹cej nasy-canie próbek naturalnym gazem w warunkach naturalnego ciœnienia i temperatury.
Konsekwencj¹ skomplikowanej budowy przestrzeni porowej s¹ w¹tpliwoœci (Utley, 2005; Modica & Lapierre, 2012), czy stosowane dla z³ó¿ konwencjonalnych modele elektryczne (Worthington, 1985), u¿ywane do wyznaczania
wspó³czynnika nasycenia wod¹ (lub nasycenia wolnym gazem), w tym wzór Waxmana-Smitsa (wzór 1 w: Zorski
i in., 2013), mog¹ byæ z sukcesem stosowane w odniesieniu do z³ó¿ gazu ³upkowego. Mimo ¿e pojawiaj¹ siê ostatnio prace dotycz¹ce badania wp³ywu nietypowych przestrzeni porowych na przewodnoœæ ska³ (Devarajan i in., 2006; Jackson i in., 2008; Montaron, 2008), autorom nie jest znane kompleksowe opracowanie tego zagadnienia dla ³upków gazonoœnych, choæ problem zosta³ odnotowany w pracy Clarksona i wspó³autorów (2011). Zwrócono tam uwagê (za Aguilera i in., 2004; Aguilera, 2010) na koniecznoœæ rozpatrywania w ³upkach gazonoœnych czterech typów poro-watoœci, zwi¹zanych odpowiednio z: 1) naturalnymi szczeli-nami, 2) porowatoœci¹ substancji organicznej, 3) porowa-toœci¹ substancji nieorganicznej i 4) szczelinami sztuczny-mi, z których ka¿dy w inny sposób wp³ywa, poprzez kszta³t porów, na wspó³czynnik struktury porowej m. W praktyce stosowany jest finalny dobór pozornych parametrów m i n
(wspó³czynnik zwil¿alnoœci ska³y) wystêpuj¹cych w tych modelach w taki sposób, aby wyniki interpretacji geofizyki otworowej pod k¹tem wyznaczania nasycenia gazem by³y zgodne z dostêpnymi analizami rdzeni (Quirein i in., 2010; Holmes i in., 2011, 2012). Dodatkowe komplikacje mog¹ wynikaæ z wieloznacznoœci porowatoœci wyznaczanej przez ró¿ne laboratoria, czego przyczyn¹ jest brak standardów dla ska³ ³upkowych (Passey i in., 2010). Dlatego w bada-niach laboratoryjnych nie nale¿y pos³ugiwaæ siê wartoœci¹ nasycenia (wod¹ Sw, lub gazem Sg= 1 – Sw) do wyliczania
iloœci gazu z porowatoœci, tylko bezpoœrednio wyznaczaæ na podstawie wyników badañ laboratoryjnych objêtoœciow¹ zawartoœæ gazu w skale (BVG – Bulk Volume Gas), która nie jest obarczona w warunkach ró¿nych laboratoriów tak du¿¹ niestabilnoœci¹ jak okreœlanie porowatoœci. Przenosz¹c to na grunt porównañ z danymi geofizyki otworowej, nale¿y stwierdziæ, ¿e Sg powinno byæ wyliczane z BVG przez
porównanie z porowatoœci¹ okreœlan¹ na podstawie pomia-rów geofizycznych. Dopiero tak wyznaczone Sgmo¿e byæ
u¿yte do okreœlania pozornych wartoœci m i n.
Przepuszczalnoœæ od pocz¹tku istnienia geofizyki otwo
-rowej stanowi³a du¿e wyzwanie. Ju¿ z prac Archie’go (Bla-singame, 2008) wynika³o istnienie zwi¹zku o charakterze potêgowym miêdzy przepuszczalnoœci¹ a porowatoœci¹, co w uk³adzie bilogarytmicznym przepuszczalnoœæ–porowa-toœæ daje zale¿noœæ liniow¹. Zale¿noœæ ta jest jednak bar-dziej z³o¿ona i silnie powi¹zana z charakterem przestrzeni porowej, która mo¿e byæ opisywana ró¿nymi parametrami. Przyk³adowo mog¹ to byæ wspó³czynnik struktury porowej (cementacji) m czy œrednica porów d. Okreœlenie tych zale¿-noœci wymaga odpowiednich badañ laboratoryjnych, pod-czas gdy w interpretacji geofizyki otworowej konieczne jest niezale¿ne wyznaczenie tych parametrów, w czym pomocne mog¹ byæ m.in. profilowania NMR (Ogilvie i in., 2002). Przepuszczalnoœæ ³upków gazonoœnych jest bardzo niska i osi¹ga wartoœci rzêdu nanodarcy, dlatego do eksplo-atacji konieczne s¹ techniki szczelinowania, podczas gdy sama przepuszczalnoœæ pierwotna bêdzie decydowaæ o wy-dajnoœci dop³ywu gazu do szczelin.
£atwoœæ udostêpnienia z³o¿a, zale¿na w du¿ej mierze
od podatnoœci ska³y na proces szczelinowania oraz utrzy-mania w skale otwartych szczelin w czasie migracji gazu, jest podstawowym parametrem oceny mo¿liwoœci eksploata-cji gazu z ³upków (Kasza, 2011). Rola geofizyki otworowej w ocenie podatnoœci na szczelinowanie wydaje siê byæ dobrze sprecyzowana. Podstawow¹ w³asnoœci¹ ³upków umo¿-liwiaj¹c¹ ³atwe szczelinowanie jest ich kruchoœæ. Mo¿na j¹ definiowaæ za pomoc¹ relacji modu³u Younga do wspó³-czynnika Poissona, wielkoœci okreœlanych laboratoryjnie w warunkach statycznych, albo z profilowañ akustycznych z zapisem obrazu falowego, które daj¹ szczególnie cenne wartoœci okreœlone w warunkach dynamicznych. Wysokie wartoœci modu³u Younga wskazuj¹ na kruchoœæ ska³y, pod-czas gdy jego niskie wartoœci w po³¹czeniu z wysok¹ sta³¹ Poissona œwiadcz¹ o plastycznoœci ska³y (Holmes i in., 2011). Mo¿liwoœci precyzyjnego oznaczania sk³adu mineral-nego zwiêkszy³y siê ostatnio dziêki coraz powszechniejsze-mu stosowaniu spektrometrii gamma naturalnej promienio-twórczoœci i profilowañ geochemicznych, co pozwala na wykorzystywanie jeszcze drugiego kryterium – tzw. wskaŸ-nika jakoœci udostêpnienia, bêd¹cego stosunkiem zawarto-œci minera³ów nieilastych do zawartozawarto-œci sumy wszystkich
minera³ów, w tym ilastych i substancji organicznej (TOC) (Gamero-Diaz i in., 2012).Wysokie wartoœci tego wspó³-czynnika wskazuj¹ na kruchoœæ ska³y. Paradoksem wydo-bycia gazu z ³upków jest fakt, ¿e zwiêkszenie zawartoœci materii organicznej (co jest wymogiem obecnoœci gazu, gdy¿ materia ta produkuje gaz in situ) obni¿a kruchoœæ ska³y. Z uwagi na zale¿noœci sedymentacyjno-geochemiczne podczas depozycji materia³u organicznego i klastycznego warunkiem obecnoœci du¿ej iloœci materii organicznej jest bardzo czêsto zawartoœæ minera³ów ilastych (Ransom i in., 1997, 1998), które tak¿e zwiêkszaj¹ plastycznoœæ ska³y. Cementacja diagenetyczn¹ krzemionk¹, czêsto pochodze-nia biogenicznego, mo¿e jednak zwiêkszyæ kruchoœæ ska³y ilasto-organicznej (Peltonen i in., 2009), dlatego szcze-gó³owe badania próbek z rdzeni s¹ nieodzownym elemen-tem procesu interpretacyjnego.
Zwi¹zek anizotropii w³asnoœci sprê¿ystych z kierunka-mi szczelin (pokierunka-miary sondakierunka-mi akustycznykierunka-mi ze Ÿród³akierunka-mi dipolowymi lub skanerami akustycznymi) pozwala na roz-poznanie kierunków wystêpowania szczelin naturalnych i indukowanych, co umo¿liwia zaplanowanie przebiegu otworu pod k¹tem prowadzenia szczelinowania hydrau-licznego w kierunku minimalnego naprê¿enia w górotwo-rze (Smin). Rozpoznanie kierunków minimalnych naprê¿eñ
jest szczególnie istotne w otworach poziomych (ryc. 4). Wiercenie otworu zgodnie z kierunkiem najmniejszego poziomego naprê¿enia w górotworze powoduje powstawa-nie szczelin w p³aszczyznach prostopad³ych do linii Smin.
Otwory wiercone w kierunku prostopad³ym do linii naj-mniejszego naprê¿enia powoduj¹ pêkanie w kierunku zgod-nym z osi¹ otworu.
Wynik pomiaru sond¹ Dipole Sonic Imager (DSI) zale¿y od orientacji naturalnych szczelin, dlatego uwzglêdnienie takich pomiarów pozwala na wykorzystanie naturalnych szczelin w procesie produkcji. DSI daje poprawny wynik nawet w formacjach o s³abych w³asnoœciach sprê¿ystych, w przypadku których standardowe profilowanie akustyczne nie dostarcza informacji. Efektywne perforowanie, wykona-ne w kierunku prostopad³ym do osi minimalnych naprê¿eñ, zapewnia optymalne wykonanie i wykorzystanie szczelin i pozwala unikn¹æ piaszczenia w oœrodkach o s³abych w³as-noœciach sprê¿ystych. Wykonanie szczelin w kierunku pro-stopad³ym do osi najmniejszego naprê¿enia pozwala unikn¹æ powstawania os³abieñ i wymyæ (breakouts) i skrêcania tra-jektorii otworu. Obecnoœæ breakouts mo¿e byæ stwierdzona przez pomiar wieloramiennym œrednicomierzem. Typowy zasiêg systemu szczelin po indukcji szczelinowania to kil-kadziesi¹t metrów, natomiast maksymalny znany zasiêg to 200–300 m. Te ostatnie wartoœci s¹ brane pod uwagê w oce-nie bezpieczeñstwa operacji i w celu unikniêcia zaoce-nie- zanie-czyszczenia horyzontów wodonoœnych.
Archiwalne pomiary geofizyki otworowej wykony-wane sprzêtem w technologii radzieckiej. Specyficzne
dla obszaru Polski jest to (Kie³t, 2010), ¿e w latach 60.–80. XX w. setkami otworów przewiercono formacje, które obecnie s¹ rozpoznane jako ³upki gazonoœne. Otwory te by³y profilowane przez polskie przedsiêbiorstwa geofi-zyczne, wyposa¿one wówczas g³ównie w sprzêt wykonany zgodnie ze standardami techniki radzieckiej. Szczególnie trudno jest w przypadku metod j¹drowych, które potencjal-nie daj¹ znacz¹c¹ informacjê o sk³adzie mineralnym ska³y, ale gdy brakuje kalibracji, informacja ta nie jest w pe³ni
dostêpna i sprowadza profilowania do roli danych przybli-¿onych, przydatnych g³ównie do interpretacji jakoœciowej, podczas gdy nowoczesne rozwi¹zania stosowane na œwie-cie od lat 70. XX w. daj¹ wyniki w pe³ni iloœciowe. Pro-blem dostrze¿ono jeszcze w latach 80. XX w. (Szewczyk, 1988), ale wyniki prowadzonych prac nie by³y w pe³ni zadowalaj¹ce. Interpretacja iloœciowa tych pomiarów jest skomplikowana, a czasem wrêcz niemo¿liwa. Wydaje siê, ¿e stosunkowo naj³atwiejsza mo¿e byæ interpretacja profi-lowania naturalnej promieniotwórczoœci gamma, daj¹cego szybk¹ ocenê jakoœciow¹, oraz opornoœci metod¹ Passeya. Dawne pomiary opornoœci by³y zdominowane przez proste technicznie i w wielu przypadkach wysokoinformatywne boczne sondowania elektryczne (BSE). Ich stosunkowo pracoch³onn¹ interpretacjê u³atwia obecnie system GeoWin, który jest wyposa¿ony w unikaln¹ aplikacjê OporWin umo¿liwiaj¹c¹ realizacjê zadania z u¿yciem udogodnieñ cyfrowych (Jarzyna i in., 2002). Aby pe³niej wykorzystaæ opornoœæ, np. do oceny geofizycznej TOC na podstawie metody Passeya (Bowman, 2010), konieczna jest przy-najmniej jedna wiarygodna metoda wyznaczania poro-watoœci. Podstaw¹ technologii zachodnich s¹ najczêœciej profilowania gêstoœci i akustyczne, a czasem neutronowe. W przypadku techniki radzieckiej by³o szczególnie trudno o jakiœ odpowiednik sondy gêstoœciowej. Metodê gamma--gamma wprawdzie czasem stosowano pod nazw¹ PGG, ale sondy konstrukcyjnie odpowiada³y sondom neutrono-wym (w miejsce Ÿród³a neutronowego instalowano Ÿród³o kwantów gamma), czyli brakowa³o redukcji wp³ywu otworu przez umieszczenie dwudetektorowego uk³adu pomiaro-wego na odpowiednio ekranowanym i dociskanym, krótkim wysiêgniku niweluj¹cym wahania œrednicy. Brakowa³o tak¿e mo¿liwoœci stosowania wiarygodnych poprawek na œrednicê. Aktualnie rekalibracjê takich pomiarów mo¿na wykonywaæ dziêki szybko rozwijaj¹cym siê symulacjom
Smin
Smin
Ryc. 4. Szczelinowanie poziomych otworów. Wiercenie otworu zgodnie z kierunkiem najmniejszego poziomego naprê¿enia w góro-tworze powoduje powstawanie szczelin w p³aszczyznach prosto-pad³ych do linii Smin; otwory wiercone w kierunku prostopad³ym
do linii najmniejszego naprê¿enia Sminpowoduj¹ pêkanie w kierunku
zgodnym z osi¹ otworu (Brie i in., 1998, zmienione)
Fig. 4. Fracturing of horizontal wells. Drilling wells along the minimum horizontal stress (Smin) generates fractures in the planes
perpendicular to Smin; in the wells drilled in the direction
perpen-dicular to Smin, the fractures are observed in the planes parallel to
komputerowym wyników pomiarów sondami geofizycz-nymi, szczególnie z grupy profilowañ j¹drowych, metod¹ Monte Carlo (MC), które mo¿na zastosowaæ, jeœli znamy podstawowe parametry konstrukcyjne sondy. Równie¿ kali-bracja sond neutronowych (w tym PNG) z wprowadzaniem poprawek na wp³yw œrednicy, litologii i absorpcji neutro-nów (czyli wp³yw obecnoœci chloru, boru i gadolinu) jest mo¿liwa technik¹ symulacji MC. W Polsce techniki te s¹ rozwijane pod k¹tem geofizyki j¹drowej od wielu lat, szczególnie w Instytucie Fizyki J¹drowej Polskiej Akade-mii Nauk, a wczeœniej te¿ na Wydziale Fizyki i Techniki J¹drowej Akademii Górniczo-Hutniczej im. Stanis³awa Staszica w Krakowie (Kopeæ & Lenda, 1994; Cywicka--Jakiel & Zorski, 2007; Dworak i in., 2011; WoŸnicka i in., 2012). Wydaje siê, ¿e jest to obecnie jedyny sposób na odzyskanie istotnej informacji geologicznej ci¹gle ukrytej w starych profilowaniach j¹drowych. Dodatkowym, koniecz-nym warunkiem zastosowania takiego podejœcia jest dostêp-noœæ rdzeni archiwalnych z badanych otworów. Rdzenie te musz¹ byæ przebadane nowoczesnymi metodami laborato-ryjnymi w celu wyznaczenia parametrów petrofizycznych, sk³adu mineralnego (Œrodoñ i in., 2006) i chemicznego. Umo¿liwia to obliczenie przy u¿yciu symulacji MC odpowie-dzi sond odniesienia (dla których bêodpowie-dzie wykonana pe³na symulacja okreœlaj¹ca zale¿noœci kalibracyjne i popraw-kowe) w wybranych warstwach interpretowanego otworu. Okreœlenie co najmniej dwóch punktów o wyraŸnie ró¿-nych parametrach neutronowych pozwala na dowi¹zanie (standaryzacjê) bie¿¹co analizowanych pomiarów do son-dy odniesienia, a tym samym na kalibracjê interpretowanej sondy.
PODSUMOWANIE
W drugiej czêœci artyku³u omówiono zagadnienie budo-wy modeli geofizyczno-geologicznych, umo¿liwiaj¹cych – po wstêpnej fazie badañ laboratoryjnych – z jednej strony wyznaczenie na podstawie pomiarów geofizyki otworowej zmiennych niezbêdnych do poprawnego okreœlania para-metrów zbiornikowych, z drugiej zaœ dobór optymalnego dla danej formacji zestawu pomiarowego geofizyki otworo-wej. Nie zawsze trzeba bowiem stosowaæ najnowoczeœniej-szy zestaw pomiarowy, aby uzyskaæ pe³n¹ i wiarygodn¹ informacjê. W wielu przypadkach ograniczony zestaw pomiarów geofizyki otworowej (Triple Combo lub Quad
Combo), dostêpny dla polskich przedsiêbiorstw
geofizycz-nych, szczególnie w otworach pionowych, u¿ywany zgod-nie ze œwiatowymi standardami mo¿e dawaæ zadowalaj¹ce wyniki. W publikacji podano te¿ wnioski wynikaj¹ce z prac nad doborem modelu geologiczno-geofizycznego dla gazo-noœnej formacji mioceñskiej przedgórza Karpat, bowiem nieoczekiwanie sta³a siê ona, ze wzglêdu na du¿e podobieñ-stwo zarówno sk³adu mineralnego, jak i stopnia niejed-norodnoœci do typowych utworów ³upków gazonoœnych, swojego rodzaju poligonem doœwiadczalnym metodyki, któr¹ mo¿na przyj¹æ jako punkt wyjœcia do podobnych prac dla ³upków.
W pracy omówiono te¿, g³ównie na podstawie dostêp-nej literatury zagraniczdostêp-nej, specyfikê zastosowañ geofizy-ki otworowej w poszugeofizy-kiwaniach gazu z ³upków. Zwrócono uwagê na zasadnicze ró¿nice miêdzy ³upkami jako ska³ami zbiornikowymi a tradycyjnymi formacjami
zbiornikowy-mi. Koniecznoœæ wyznaczania TOC, niska porowatoœæ i jej nietypowy charakter, niska przepuszczalnoœæ, dominacja minera³ów ilastych w sk³adzie i koniecznoœæ oceny podat-noœci ska³y na zabieg szczelinowania zmuszaj¹ do œcis³ego powi¹zania interpretacji geofizyki otworowej z szerokim zakresem specyficznych i innych ni¿ w z³o¿ach konwen-cjonalnych badañ laboratoryjnych.
W polskich warunkach du¿ym wyzwaniem dla zespo³u pracuj¹cego nad ocen¹ i udostêpnieniem z³o¿a gazu z ³up-ków, w tym interpretacj¹ geofizyki otworowej, jest uzyska-nie bie¿¹cego dostêpu do ró¿norodnych, nowoczesnych i prowadzonych dla znacznych interwa³ów g³êbokoœcio-wych, badañ laboratoryjnych. Inn¹ wa¿n¹ kwesti¹, nasuwa-j¹c¹ siê po przeœledzeniu wspó³czesnej literatury tematu, której podstawowy zestaw zacytowano w niniejszym arty-kule, jest kompleksowy charakter zagadnienia, w którego przypadku podstaw¹ sukcesu jest pe³ny przep³yw bie¿¹cej informacji miêdzy zespo³ami badaj¹cymi dany rejon. Doty-czy to zw³aszcza wyników badañ laboratoryjnych – ich zakres, a tak¿e sposób poboru materia³u rdzeniowego powi-nien byæ przedmiotem wspólnych uzgodnieñ. Warto te¿ pamiêtaæ o mo¿liwoœci korzystania z ró¿norodnych doœwiad-czeñ zagranicznych, szczególnie amerykañskich, licznie publikowanych w wielu czasopismach naukowych i mate-ria³ach z rozmaitych konferencji, tak¿e o charakterze prze-mys³owym, czêsto dostêpnych w Internecie. Jako przyk³ad sposobu organizacji badañ nad rozpoznawaniem piaskow-ców stanowi¹cych potencjalne niekonwencjonalne z³o¿e typu tight gas, finansowanych ze œrodków publicznych USA, mo¿e pos³u¿yæ kompletnie udostêpniony w Internecie raport z tych prac (Byrnes i in., 2009). Na specjalnej stronie internetowej (http://www.kgs.ku.edu/mesaverde) zamiesz-czono nie tylko obszerny raport z prac badawczych, lecz tak¿e Ÿród³owe dane badañ laboratoryjnych i pomiarów geofizycznych.
LITERATURA
ABOUELRESH M.O. & SLATT R.M. 2012 – Lithofacies and sequence stratigraphy of the Barnett Shale in east-central Fort Worth Basin, Texas. AAPG Bull., 96: 1–22.
AGUILERA R. 2010 – Flow units: from conventional to tight gas to shale gas reservoirs. [W:] Trinidad and Tobago Energy Resources Conference, Port of Spain, Trinidad, June 27–30, 2010. SPE Pap., 132845-MS.
AGUILERA M.S., AGUILERA R.F. & AGUILERA R. 2004 – Dual and Triple Porosity Models for petrophysical evaluation of naturally fractured reservoirs (or beware of scale problems when calculating matrix, fracture and vuggy porosity!); http://www.servipetrol.com/tech-note.htm.
BA£A M. 2011 – Evaluation of electric parameters of anisotropic sandy-shaly Miocene formations on the basis of resistivity logs. Acta Geophys., 59: 954–966.
BLASINGAME T.A. 2008 – The characteristic flow behavior of low--permeability reservoir systems. [W:] SPE Unconventional Reservoirs Conference, Keystone, Colorado, USA, February 10–12, 2008. SPE Pap., 114168-MS.
BOWMAN T. 2010 – Direct method for determining organic shale poten-tial from porosity and resistivity logs to identify possible resource plays. Search Discov., article #110128; http://www.searchanddiscove-ry.com/documents/2010/110128bowman/ndx_bowman.pdf. BOYER CH., KIESCHNICK J., SUAREZ-RIVERA R., LEVIS R.E. & WATERS G. 2006 – Producing gas from its source. Oilfield Rev., Autumn 2006: 36–49.
BRIE A., ENDO T., HOYLE D., CODAZZI D., ESMERSOY C., HSU K., DENOO S., MUELLER M.C., PLONA T., SHENOY R. & SINHA B. 1998 – New directions in sonic logging. Oilfield Rev., Spring 1998: 40–55.
BYRNES A.P., CLUFF R.M., WEBB J.C., VICTORINE J., STALDER K., OSBURN D.S., KNODERER A., METHENY O., HOMMERTZHEIM T., BYRNES J.P., KRYGOWSKI D.A. & WITTAKER S. 2009 – Final scientific/technical report: analysis of critical permeability, capillary pressure, and electrical properties for Mesaverde Tight Gas Sandstones from Western U.S. Basins. Univ. Kansas Center Res., Lawrence, USA, s. 249;
http://www.kgs.ku.edu/PRS/publica-tion/2009/OFR09_10/KGS_OF2009-10-Byrnes_et_al.pdf.
CHALMERS G.R., BUSTIN R.M. & POWER I.M. 2012 – Characte-rization of gas shale pore systems by porosimetry, pycnometry, surface area, and field emission scanning electron microscopy/transmission electron microscopy image analyses: examples from the Barnett, Woodford, Haynesville, Marcellus, and Doig units. AAPG Bull., 96: 1099–1119.
CIECHANOWSKA M. & ZALEWSKA J. 2004a – WskaŸnik struktury porowej ska³ zailonych m*. [W:] Konferencja Naukowo-Techniczna GEOPETROL 2004. Efektywne technologie poszukiwania i eksploatacji z³ó¿ wêglowodorów. Pr. INiG, 130: 335–338.
CIECHANOWSKA M. & ZALEWSKA J. 2004b – Porównanie wskaŸników struktury porowej okreœlonych z modelu Archie’go i Waxmana-Smitsa dla rdzeni wiertniczych z otworów Cha³upki Dêbniañskie-3 i Jasionka-4. [W:] Konferencja Naukowo-Techniczna GEOPETROL 2004. Efektywne technologie poszukiwania i eksploatacji z³ó¿ wêglowodorów. Pr. INiG, 130: 819–823.
CLARKSON C.R., JENSEN J.L. & BLASTINGAME T.A. 2011 – Reservoir engineering for unconventional gas reservoirs: what do we have to consider? [W:] North American Unconventional Gas Conference and Exhibition, The Woodlands, Texas, USA, June 14–16, 2011. SPE Pap., 145080-MS.
CLUFF B. 2011 – Approaches to shale gas log evaluation – a petro-physicists perspective; http://discovery-group.com/pdfs/Appro-
aches%20to%20shale%20gas%20log%20eval-uation%20-%20SPE%20luncheon %20talk.pdf.
CLUFF B. & MILLER M. 2010 – Log evaluation of gas shales: a 35-year perspective;
http://discovery-gro- up.com/pdfs/2010_DWLS_Log%20eval%20of%20gas%20sh-ales%20a%2035-yr%20perspective.pdf.
CURTIS M.E., SONDERGELD C.H., AMBROSE R.J. & RAI CH.S. 2012 – Microstructural investigation of gas shales in two and three dimensions using nanometer-scale resolution imaging. AAPG Bull., 96: 665–677.
CYWICKA-JAKIEL T. & ZORSKI T. 2007 – Improvement of the MCNP simulated n-gamma spectrometer response function using the new ENDF/B-VI evaluations for thermal neutron capture. Nucl. Inst. Meth. Phys. Res., A, 580: 94–97.
DAR£AK B., KOWALSKA-W£ODARCZYK M. & SUCH P. 2012 – Nowe mo¿liwoœci analityczne i interpretacyjne w badaniach w³aœci-woœci petrofizycznych ska³ ³upkowych. Nafta-Gaz, 68: 783–787. DEVARAJAN S., TOUMELIN E., TORRES-VERDÍN C. & THOMAS E.C. 2006 – Pore-scale analysis of the Waxman-Smits shaly sand conductivity model. [W:] SPWLA 47th
Annual Logging Symposium, Vera Cruz, Mexico, June 4–7, 2006. Soc. Petrophys. Well Log Anal., Conf. Pap., 2006-M.
DUDEK L. & STADTMÜLLER M. 2010 – Wykorzystanie modelo-wania 3D w programie PetroCharge do okreœlania zasobów iloœcio-wych ropy naftowej i gazu ziemnego, z uwzglêdnieniem profilowañ geofizyki wiertniczej. Nafta-Gaz, 66: 973–986.
DWORAK D., WONICKA U., ZORSKI T. & WI¥CEK U. 2011 – Numerical modeling of the gamma-gamma density tool responses in horizontal wells with an axial asymmetry. Appl. Radiat. Isot., 69: 268–274.
FERGUSON G., JACOBI D., BRATOVICH M. & LECOMPTE B. 2008 – Application of pulsed neutron elemental spectroscopy measurements in heavy oil and shale gas reservoir evaluation. Back to exploration. 2008 CSPG CSEG CWLS Convention: 521–524. GAMERO-DIAZ H., MILLER C. & LEWIS R. 2012 – sCore: a classi-fication scheme for organic mudstones based on bulk mineralogy. Search Disc., article #40951; http://www.searchanddiscove-ry.com/documents/2012/40951diaz/ndx_diaz.pdf.
HARVEY P.K. & LOVELL M.A. 1992 – Downhole mineralogy logs: mineral inversion methods and the problem of compositional colinearity. [W:] Hurst A. i in. (red.) Geological application of Wireline Logs II. Geol. Soc. London Spec. Publ., 66: 361–368.
HERRON M.M. & HERRON S.L. 1990 – Geological applications of geochemical well logging. [W:] Hurst A. i in. (red.) Geological
applications of Wireline Logs. Geol. Soc. London Spec. Publ., 48: 165–175.
HIZEM M., BUDAN H., DEVILLÉ B., FAIVRE O., MOSSÉ L. & SIMON M. 2008 – Dielectric dispersion: a new wireline petro-physical measurement. [W:] SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Colorado, USA, September 21–24, 2008. SPE Pap., 116130-MS.
HOLMES M., HOLMES A. & HOLMES D. 2012 – A petrophysical model for shale reservoirs to distinguish macro-porosity, micro-porosity, and TOC. Search Disc., article #40916; http://www.searchanddiscovery.com/ documents/2012/40916holmes/ndx_holmes.pdf.
HOLMES M., HOLMES D. & HOLMES A. 2011 – A petrophysical model to estimate free gas in organic shales. Search Disc., article #40781;
http://www.digitalformation.com/Docu- ments/2011-06-23%20A%20Petrophysical%20Model%20To%20Est-imate%20Free%20Gas%20in%20Organic%20Shales.pdf.
JACKSON P.D., WILLIAMS J.F., LOVELL M.A., CAMPS A., ROCHELLE C. & MILODOWSKI A.E. 2008 – An investigation of the exponent in Archie’s equation: comparing numerical modeling with laboratory data: towards characterising disturbed samples from the Cascadia Margin. [W:] SPWLA 49thAnnual Logging Symposium, Austin, Texas, May 25–28, 2008. Soc. Petrophys. Well Log Anal., Conf. Pap., 2008-HHH.
JARZYNA J. (red.), BA£A M., CICHY A., G¥DEK W., G¥SIOR I., KARCZEWSKI J., MARZENCKI K., STADTMÜLLER M., TWARÓG W. & ZORSKI T. 2002 – Przetwarzanie i interpretacja profilowañ geofizyki wiertniczej, system GeoWin. WGGiOŒ AGH, GK Sp. z o.o., IGNiG, Kraków, s. 136.
KASZA P. 2011 – Zabiegi hydraulicznego szczelinowania w formacjach ³upkowych. Nafta-Gaz, 67: 874–883.
KENNEDY M.C. 2004 – Gold fool’s: detecting, quantifying and accounting for the effects of pyrite on modern logs. [W:] SPWLA 45th Annual Logging Symposium, Noordwijk, The Netherlands, June 6–9, 2004. Soc. Petrophys. Well Log Anal., Conf. Pap., 2004-WWW. KIE£T M. 2010 – Archiwalne analogowe profilowania geofizyczne: rodzaje i zestawy profilowañ geofizycznych, reanimacja, restandary-zacja, bazy danych; http://www.petrophysics.pl/data/loganal08p.pdf. KIE£T M. 2011 – Obserwacja obecnoœci substancji macierzystej na cyfrowych profilowaniach geofizycznych: rozwa¿ania metodyczne; www.petrophysics.pl/data/loganal04p.pdf.
KOPEÆ M. & LENDA A. 1994 – Semiempiryczna kalibracja spektro-metrycznych profilowañ naturalnej promieniotwórczoœci. Kwart. AGH Geologia, 20: 147–160.
LA VIGNE J., HERRON M. & HERTZOG R. 1994 – Density-neutron interpretation in shaly sands. [W:] SPWLA 35th
Annual Logging Sym-posium, , Tulsa, Oklahoma, USA, June 19–22, 1994. Soc. Petrophys. Well Log Anal., Conf. Pap., 1994-EEE.
LECOMPTE B., MENDEZ F., JACOBI D. & LONGO J. 2008 – Defining clay type using NMR and geochemical logging measure-ments. [W:] SPWLA 49th
Annual Logging Symposium, Austin, Texas, May 25–28, 2008. Soc. Petrophys. Well Log Anal., Conf. Pap., 2008-KKK.
LEVIS R., INGRAHAM D., PEARCY M., WILLIAMSON J., SAWYER W. & FRANTZ J. 2004 – New evaluation techniques for gas shale reservoirs; http://www.sipeshouston.com/presenta-tions/pickens%20shale%20gas.pdf.
LOUCKS R.G., REED R.M., RUPPEL S.C. & HAMMES U. 2012 – Spectrum of pore types and networks in mudrocks and a descriptive classification for matrix-related mudrock pores. AAPG Bull., 96: 1071–1098.
MODICA CH.J. & LAPIERRE S.G. 2012 – Estimation of kerogen porosity in source rocks as a function of thermal transformation: example from the Mowry Shale in the Powder River Basin of Wyoming. AAPG Bull., 96: 87–108.
MONTARON B. 2008 – Connectivity theory – a new approach to modeling „non-Archie” rocks. [W:] SPWLA 49th
Annual Logging Symposium, Austin, Texas, May 25–28, 2008. Soc. Petrophys. Well Log Anal., Conf. Pap., 2008-GGGG.
MYSTKOWSKI K., ŒRODOÑ J., OSSOWSKI A. & ZORSKI T. 2004 – Porównanie przydatnoœci sieci neuronowych i analizy statystycznej danych laboratoryjnych do identyfikacji mineralogicznej i oznaczania CEC metodami j¹drowymi geofizyki wiertniczej – gazonoœna formacja mioceñska przedgórza Karpat, otwory J4 i ChD3. [W:] Konferencja Naukowo-Techniczna GEOPETROL 2004. Efektywne technologie poszukiwania i eksploatacji z³ó¿ wêglowodorów. Pr. INiG, 130: 797–802.
OGILVIE S.R., CUDDY S., LINDSAY C. & HURST A. 2002 – Novel methods of permeability prediction from NMR tool data;
http://www.lps.org.uk/docs/Dialog(2002)_Final_draft3.pdf. OMOTOSO O., MCCARTY D.K., HILLIER S. & KLEEBERG R. 2006 – Some successful approaches to quantitative mineral analysis as revealed by the 3rd
Reynolds Cup contest. Clays and Clay Miner., 54: 748–760.
PASSEY Q.R., BOHACS K.M., ESCH W.L., KLIMENTIDIS R. & SINHA S. 2010 – From oil-prone source rock to gas-producing shale reservoir – geologic and petrophysical characterization of unconventional shale-gas reservoirs. [W:] International Oil and Gas Conference and Exhibition in China, June 8–10, 2010. SPE Pap., 131350-MS.
PASSEY Q.R., CREANEY S., KULLA J.B., MORETTI F.J. & STROUD J.D. 1990 – A practical model for organic richness from porosity and resistivity logs. AAPG Bull., 74: 1777–1794.
PASSEY Q.R., DAHLBERG K., SULLIVAN K., YIN H., XIAO Y., GUZMAN-GARCIA A. & BRACKETT R. 2004 – A systematic approach to evaluate hydrocarbons in thinly bedded reservoirs. [W:] SPWLA 45th
Annual Logging Symposium, Noordwijk, The Netherlands, June 6–9, 2004. Soc. Petrophys. Well Log Anal., Conf. Pap., 2004-NNN.
PELTONEN CH., MARCUSSENq., BJqRLYKKE K. & JAHREN J. 2009 – Clay mineral diagenesis and quartz cementation in mudstones: the effects of smectite to illite reaction on rock properties. Mar. Petrol. Geol., 26: 887–898.
PEVERARO R. 2004 – The Carpathian Foredeep Miocene hydrocarbon reservoirs: their characteristics and determination based on evaluation of results from two key wells. [W:] Konferencja Naukowo-Techniczna GEOPETROL 2004. Efektywne technologie poszukiwania i eksploatacji z³ó¿ wêglowodorów. Pr. INiG, 130: 711–712.
POUPON A., CLAVIER C., DUMANOIR J., GAYMARD R. & MISK A. 1970 – Log analysis of sand-shale sequences – a systematic approach. J. Petrol. Tech., 22: 867–881.
QUIREIN J., WITKOWSKY J., TRUAX J., GALFORD J., SPAIN D. & ODUMOSU T. 2010 – Integrating core data and wireline geochemical data for formation evaluation and characterization of shale gas reservoirs. [W:] SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Florence, Italy, September 19–22, 2010. SPE Pap., 134559-MS.
RADTKE R.J., LORENTE M., ADOLPH B., BERHEIDE M., FRICKE S., GRAU J., HERRON S., HORKOWITZ J., JORION B., MADIO D., MAY D., MILES J., PERKINS L., PHILIP O., ROSCOE B., ROSE D. & STOLLER CH. 2012 – A new capture and inelastic spectro-scopy tool takes geochemical logging to the next level. [W:] SPWLA 53rd Annual Logging Symposium, Cartagena, Colombia, June 16–20, 2012. RANSOM B., BENNETT R.H., BAERWALD R. & SHEA K. 1997 – TEM study of in situ organic matter on continental margins: occurrence and the „monolayer” hypothesis. Mar. Geol., 138: 1–9.
RANSOM B., DONGSEON K., KASTNER M. & WAINWRIGHT S. 1998 – Organic matter preservation on continental slopes: importance of mineralogy and surface area. Geochim. Cosmochim. Acta, 62: 1329–1345.
SATO T., WATANABE T. & OTSUKA R. 1992 – Effects of layer charge, charge location, and energy change on expansion properties of dioctahedral smectites. Clays and Clay Miner., 40: 103–113. SIGAL R.F., AKKUTLU I.Y., KANG S.M., DIAZ-CAMPOS M. & AMBROSE R. 2012 – The laboratory measurement of the gas storage capacity of organic shales; http://shale.ou.edu/Content/Mem-ber%20Area/Papers/GasStorage.pdf.
SLATT R.M. & O’BRIEN N.R. 2011 – Pore types in the Barnett and Woodford gas shales: contribution to understanding gas storage and migration pathways in fine-grained rocks. AAPG Bull., 95: 2017–2030. SUCH P. 2012 – Przestrzeñ porowa ska³ ³upkowych. Nafta-Gaz, 68: 561–565.
SZEWCZYK J. 1988 – Kalibracja „starych” profilowañ neutronowych. [W:] VII Krajowa Konferencja Naukowo-Techniczna Najnowsze Osi¹gniêcia Metodyczno-Interpretacyjne w Geofizyce Wiertniczej, Koninki k. Krakowa, kwiecieñ 1988: 335–343.
ŒRODOÑ J. 2009 – Quantification of illite and smectite and their layer charges in sandstones and shales from shallow burial depth. Clay Miner., 44: 421–434.
ŒRODOÑ J., PASZKOWSKI M., DRYGANT D.M., ANCZKIE-WICZ A.A. & BANAŒ M. 2013 – Thermal history of Lower Paleozoic rocks on the Peri-Tornquist margin of the East European Craton (Podolia, Ukraine) inferred from combined XRD, K-Ar, and AFT Data. Clays and Clay Miner., 61: 107–132.
ŒRODOÑ J. & KAWIAK T. 2012 – Mineral compositional trends and their correlations with petrophysical and well-logging parameters revealed by Quanta + Bestmin analysis: Miocene of the Carpathian Foredeep, Poland. Clays and Clay Miner., 60: 63–75.
ŒRODOÑ J., MYSTKOWSKI K., MCCARTY D.K.& DRITS V.A. 2006 – BESTMIN: a computer program for refining the quantities and the chemical composition of clays and other mineral components of fine-grained rocks. [W:] International Conference Clays and Clay Minerals, Pushchino, Russia, June 26–30, 2006. Abstracts: 41. UTLEY L. 2005 – Unconventional petrophysical analysis in uncon-ventional reservoirs – putting the puzzle together in gas shales; http://www.utleypetro.com/presentations/barnettshale.ppt. WORTHINGTON P.F. 1985 – The evolution of shaly-sand concepts in reservoir evaluation. Log Anal., 26: 23–40.
WONICKA U., CYWICKA-JAKIEL T., DRABINA A., DWORAK D., TRACZ G., DROZDOWICZ K., ZORSKI T., OSSOWSKI A., ŒRODOÑ J., KAWIAK T., BAKOWSKA D., ZIELIÑSKA M. & ZALEWSKA J. 2007 – Budowa modeli geochemiczno-mineralo-gicznych na podstawie danych uzyskiwanych z zaawansowanych metod geofizyki j¹drowej. Czêœæ 1. Raport Nr 2008/AP. Inst. Fiz. J¹dr. im. H. Niewodniczañskiego PAN; www.ifj.edu.pl/publ/repor-ts/2007/2008.pdf?lang=pl.
WONICKA U., DWORAK D., WI¥CEK U. & ZORSKI T. 2012 – Geofizyczne profilowania neutronowe w asymetrycznych formacjach cienkowarstewowych (symulacje komputerowe na przyk³adzie sondy NNTE). Inst. Fiz. J¹dr. im. H. Niewodniczañskiego PAN, Kraków, s. 125. ZALEWSKA J. & KOWALSKA S. 2004 – Metodyka poboru prób oraz ich podzia³ pod k¹tem realizacji programu badañ mioceñskiego materia³u skalnego. [W:] Konferencja Naukowo-Techniczna
GEOPETROL 2004. Efektywne technologie poszukiwania i eksploata-cji z³ó¿ wêglowodorów. Pr. INiG, 130: 767–770.
ZORSKI T. 2002 – Dekonwolucja w geofizyce wiertniczej – korzyœci i ograniczenia w praktycznym zastosowaniu przy poszukiwaniu wêglowodorów. Nafta-Gaz, 58: 502–509.
ZORSKI T. 2004 – Metodyka interpretacji pomiarów geofizyki otworowej w cienkowarstwowych utworach gazonoœnych przedgórza Karpat. Kwart. AGH Geologia, 30: 275–298.
ZORSKI T. 2009 – Recent improvements in interpretation methodo-logy applied in GeoWin Satun application. Kwart. AGH Geologia, 35: 549–557.
ZORSKI T., JARZYNA J., DERKOWSKI A. & ŒRODOÑ J. 2013 – Geofizyka otworowa w dobie poszukiwañ gazu w ³upkach – przegl¹d metod pomiarowych. Prz. Geol., 61: 424–434.
ZORSKI T., OSSOWSKI A., ŒRODOÑ J. & KAWIAK T. 2011 – Evaluation of mineral composition and petrophysical parameters by the integration of core analysis data and wireline well log data: the Carpathian Foredeep case study. Clay Miner., 46: 25–45.
